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PRINCIPAIS PERTURBAÇÕES OCORRIDAS
NO
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
SÍNTESE GERENCIAL
PERÍODO: SEMANA DE 26/01/2009 A
01/02/2009
RELATÓRIO ONS - 3/031/09
EMITIDO EM: 06/02/2009
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PROCESSO: Análise de Perturbações
Resumo:
Este relatório, elaborado com periodicidade semanal, tem por objetivo relacionar as
Principais perturbações verificadas no Sistema Interligado Brasileiro, apresentando um
sumário daquelas com maior impacto, acompanhamento de providências tomadas e uma
tabela geral informando:
- Data e hora;
- Empresas envolvidas;
- Origem e causa;
- Interrupção de carga e normalização;
- Desempenho de ECE's;
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SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PERTURBAÇÕES OCORRIDAS
NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO NA SEMANA DE
26/01/2009 A 01/02/2009
1- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 00H08MIN
- EMPRESA AFETADA: CEEE-GT.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Gravataí 2–Porto Alegre
8, devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase A, provocado pela
explosão do Pára-Raios desta fase, localizado no terminal de Gravataí 2. No terminal de
Porto Alegre 8 houve também o desligamento automático do Transformador TR-1, de
230/69/13,8 kV – 83 MVA, no lado de 230 kV e do Disjuntor Interligador de Barras 24-1.
Houve para a eliminação do defeito as atuações das proteções Primárias diferenciais, em
ambos os terminais da linha, e Secundária de distância, no terminal de Gravataí 2. Houve
ainda, a atuação incorreta da proteção de falha de Disjuntor no terminal de Porto Alegre 8.
Houve a atuação do esquema de religamento automático monopolar, no terminal de Gravataí
2, sem sucesso, devido à reincidência do defeito, o que resultou em nova abertura da linha
pela atuação de sua proteção Secundária de distância.
Às 01h26min foi normalizado o Transformador TR-1, da SE Gravataí 2.
Às 04h45min foi normalizada a linha, após a substituição do Pára-Raios defeituoso.
Providência em Andamento:
A CEEE-GT retirou temporariamente de operação a proteção diferencial da LT 230 kV
Gravataí 2–Porto Alegre 8 e está reavaliando as lógicas de partida dos esquemas de falha de
Disjuntor e de religamento automático a partir da atuação desta proteção diferencial.
Prazo: Abril/2009.
2- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 08H25MIN
- EMPRESA AFETADA: CEEE-GT.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Bagé 2–Livramento 2,
devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase A, localizado a 63 km do
terminal de Bagé 2, com causa não determinada, eliminado pelas atuações das proteções
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Principais e Alternadas de distância, associadas aos esquemas de teleproteção Permissivos
por subalcance, em ambos os terminais da linha.
Houve atuação, com sucesso, do esquema de religamento automático monopolar da linha.
3- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 12H03MIN
- EMPRESA AFETADA: CTEEP.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 440 kV Bom Jardim-Taubaté,
devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Branca (fase B – CTEEP),
provocado por causa ainda não determinada, eliminado pelas atuações corretas das proteções
Principais e Alternadas de distância, em primeiras zonas, em ambos os terminais.
Houve o religamento automático da LT com sucesso.
4- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 14H49MIN
- EMPRESA AFETADA: FURNAS.
A perturbação teve início com a incidência de uma falta monofásica, envolvendo a fase
Branca (fase B – FURNAS), na LT 750 kV Itaberá-Tijuco Preto circuito 2, de causa
desconhecida.
A falta foi eliminada em 103 ms, pelas atuações das proteções Principais e Alternadas de
sobrecorrente direcionais de seqüência negativa, associadas aos esquemas de teleproteção,
em ambos os terminais.
A falta foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional de FURNAS, como tendo
ocorrido a 33 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de Tijuco Preto.
Atuou o religador automático com sucesso.
5- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 18H34MIN
- EMPRESA AFETADA: FURNAS.
A perturbação teve início com a incidência de uma falta monofásica na LT 345 kV Ouro
Preto 2–Vitória, envolvendo a fase Azul (fase C – FURNAS), de causa indeterminada.
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A falta foi eliminada em 65 ms, pelas atuações das proteções Principais e Alternadas de
sobrecorrente direcionais residuais, associadas ao esquema de teleproteção no terminal de
Vitória e por recepção de transferência de disparo no terminal de Ouro Preto 2.
A falta foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional de FURNAS, como tendo
ocorrido a 50 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de Vitória.
Atuou o religamento automático com sucesso.
6- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 20H35MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento do Autotransformador AT1, 25 MVA – 138/13,8
kV, da SE Quirinópolis, para a eliminação de um curto-circuito monofásico, envolvendo a
fase Azul (fase A – CELG), provocado por descarga atmosférica, localizado no vão do
Autotransformador Elevador AT2, 10 MVA – 13,8/34,5 MVA, pela atuação da proteção de
sobrecorrente temporizada de neutro deste último, tendo em vista que o AT1 não dispõe de
Disjuntor no lado de 13,8 kV.
Houve rejeição de 11,35 MW de cargas da CELG.
Às 20h40min foram normalizados o AT1 e as cargas interrompidas na SE Quirinópolis.
7- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 21H33MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Firminópolis-Iporá,
devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul (fase A – CELG), provocado
por descarga atmosférica, eliminado pela atuação da proteção de distância, em 1ª zona, no
terminal fonte de Iporá.
Com a falta de tensão atuou no terminal de Firminópolis a proteção de subtensão.
Houve rejeição de 35 MW de cargas da CELG.
Às 21h38min foram normalizadas a LT 138 kV Firminópolis-Iporá e as cargas
interrompidas.
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8- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 22H21MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Cachoeira AltaQuirinópolis, devido à ocorrência de um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul
(fase A – CELG), provocado por descarga atmosférica.
A falha foi eliminada pela atuação da proteção Primária de distância, em 1a zona, no terminal
fonte de Quirinópolis (linha em operação radial).
O Localizador de Defeitos identificou a falha a 44,06 km do terminal de Quirinópolis.
Houve interrupção de 34,8 MW de cargas da CELG em Cachoeira Alta.
A LT e as cargas foram normalizadas às 22h22min.
9- PERTURBAÇÃO DO DIA 26/01/2009 ÀS 22H50MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Rio Verde (CELG)Quirinópolis, devido à ocorrência de um curto-circuito bifásico-terra, envolvendo as fases
Azul e Branca (fases A e B – CELG), provocado por descarga atmosférica.
A falha foi eliminada pelas atuações das proteções Primárias de distância, em 1as zonas, em
ambos os terminais.
O Localizador de Defeitos identificou a falha a 26,5 km do terminal de Quirinópolis.
Não houve rejeição de cargas.
A LT foi normalizada às 22h51min.
10-
PERTURBAÇÃO DO DIA 27/01/2009 ÀS 00H37MIN
- EMPRESAS AFETADAS: FURNAS E CELG.
A perturbação teve início com a incidência de uma falta monofásica, envolvendo a fase
Vermelha (fase A – FURNAS), na LT 230 kV Itapaci-Barro Alto, de causa indeterminada.
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A falta foi eliminada em 68 ms, pela atuação da proteção Secundária de sobrecorrente
direcional residual, unidade instantânea, no terminal fonte de Barro Alto.
A falta foi localizada, através de ferramenta computacional de FURNAS, como tendo
ocorrido a 64 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de Barro Alto.
Às 00h41min foi normalizada a LT 230 kV Itapaci-Barro Alto.
11-
PERTURBAÇÃO DO DIA 27/01/2009 ÀS 03H55MIN
- EMPRESA AFETADA: CERAN.
A perturbação consistiu nos desligamentos automáticos do Banco de Transformadores
Elevadores da UHE 14 de Julho, de 230/13,8 kV – 150 MVA, por atuação acidental da
proteção de gás do Banco, unidade da fase A, e da LT 230 kV Monte Claro–14 de Julho.
As causas da atuação da proteção de gás são ainda desconhecidas.
Às 18h12min foi feita uma tentativa de restabelecimento da LT 230 kV Monte Claro–14 de
Julho, sem sucesso, vindo a atuar a proteção diferencial de terra restrita do Banco de
Transformadores, com transferência de sinal de desligamento para o terminal de Monte
Claro da linha.
Às 22h44min, do dia 28/01/2009, foram normalizadas a LT e o Banco de Transformadores.
Providência em Andamento:
A CERAN informou que a atuação acidental da proteção diferencial de terra restrita do
Banco de Transformadores foi devido a um Transformador de Corrente com polaridade
invertida e que foi encontrado contato do segundo estágio do relé Bucholz com defeito,
estando sendo providenciada a troca do relé.
Prazo: Abril/2009.
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12-
PERTURBAÇÃO DO DIA 27/01/2009 ÀS 11H19MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Catu-Governador
Mangabeira (04M3), devido a um curto-circuito inicialmente monofásico, envolvendo a fase
B, evolutivo para bifásico-terra envolvendo as fases A e B, provocado por queimada em
canavial no vão da estrutura 84, localizada na fazenda São José, próximo ao município de
Terra Nova.
A falha foi eliminada corretamente pela atuação das proteções de distância para faltas a terra,
em zonas de subalcance, em ambos os terminais, abrindo o Disjuntor de Catu em 152 ms e o
de Governador Mangabeira em 118 ms.
Na ocasião não ocorreu o religamento automático da LT.
A CHESF informou que as proteções / religamento automático dessa LT estão em processo
de modernização.
Às 11h22min foi normalizada a LT 230 kV Catu-Governador Mangabeira (04M3).
13-
PERTURBAÇÃO DO DIA 27/01/2009 ÀS 16H07MIN
- EMPRESA AFETADA: FURNAS.
Desligaram as seguintes linhas e equipamentos, no setor de 345 kV da SE Adrianópolis,
devido ao desarme de 'quick-lag' do circuito de potencial da barra B, causando a atuação
acidental das respectivas proteções:
- Banco de Capacitores 10 por atuação da proteção de desbalanço de tensão;
- LT 345 kV Adrianópolis-Itutinga circuitos 1 e 2, somente no terminal de
Adrianópolis, por atuações das proteções de distância de fases, em zonas 1.
- LT 345 kV Adrianópolis-Jacarepaguá circuitos 1 e 2, somente no terminal de
Adrianópolis, por atuações das proteções de distância de fases, em zonas 1.
Foram feitas 3 tentativas (16h15min, 16h23min e 17h31min) de restabelecimento da LT 345
kV Adrianópolis-Itutinga circuito 1, desligando em seguida por atuações da mesma proteção.
Normalizações:
LT 345 kV Adrianópolis-Jacarepaguá circuito 1 – Liberada às 16h09min e
normalizada às 16h13min.
LT 345 kV Adrianópolis-Jacarepaguá circuito 2 – Liberada às 16h09min e
normalizada às 16h14min.
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LT 345 kV Adrianópolis-Itutinga circuito 1 – Liberada às 18h05min e normalizada às
18h07min.
LT 345 kV Adrianópolis-Itutinga circuito 2 – Liberada às 18h01min e normalizada às
18h04min.
Banco de Capacitores 10 – O Banco de Capacitores ficou impedido para operação,
aguardando reparo do circuito de potencial da Barra B. Às 24h00min foi normalizado
o referido circuito e o Banco de Capacitor 10 permaneceu desligado para controle de
tensão.
Às 16h29min ocorreu novo desligamento da LT 345 kV Adrianópolis-Jacarepaguá circuito
1, pela atuação da mesma proteção, sendo a mesma liberada às 17h18min e normalizada às
17h19min.
Às 16h51min ocorreu novo desligamento da LT 345 kV Adrianópolis-Jacarepaguá circuito
2, pela atuação da mesma proteção, sendo a mesma liberada e restabelecida às 17h17min.
14-
PERTURBAÇÃO DO DIA 27/01/2009 ÀS 16H26MIN
- EMPRESA AFETADA: CEMIG.
A perturbação consistiu no desligamento automático, seguido de religamento automático
satisfatório (RAS), da LT 230 kV Itabira 2-Taquaril, devido a um curto-circuito monofásico,
envolvendo a fase Branca, de baixa impedância, provocado por causa indeterminada e
corretamente eliminado pelas atuações das proteções Principais e Alternadas, em ambos os
terminais.
A falta foi localizada, através de ferramenta computacional da CEMIG, a 5 km de distância
da SE Taquaril.
15-
PERTURBAÇÃO DO DIA 27/01/2009 ÀS 23H05MIN
- EMPRESAS AFETADAS: FURNAS E AMPLA.
A perturbação teve início com a incidência de faltas bifásicas–terra, simultâneas, em ambos
os circuitos da LT 138 kV Campos-Rocha Leão, envolvendo as fases Vermelha e Branca
(fases A e B – FURNAS), em ambos os circuitos, de causa desconhecida.
A falta foi eliminada em 130 ms no circuito 1, pelas atuações das proteções Secundárias de
distância para faltas entre fases, em zonas 1, em ambos os terminais. No circuito 2 a falta foi
eliminada em 144 ms, pelas atuações das proteções Secundárias de distância para faltas entre
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fases, em zonas 1 e das proteções Primárias de sobrecorrente direcionais residuais,
associadas à teleproteção, em ambos os terminais.
Houve rejeição de 14,6 MW de cargas da AMPLA.
Às 23h10min foi normalizada a LT 138 kV Campos-Rocha Leão circuito 1.
Às 23h12min foi normalizada a LT 138 kV Campos-Rocha Leão circuito 2 e as cargas
interrompidas.
16-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 08H22MIN
- EMPRESA AFETADA: CEEE-GT.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Alegrete 2–Uruguaiana
5, devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase C, localizado a 117 km
do terminal Alegrete 2, com causa não determinada.
Houve atuação das proteções Principais e Alternadas de distância, em 1ªs zonas, associadas
aos esquemas de teleproteção Permissivo por Subalcance, em ambos os terminais da linha.
Houve atuação, com sucesso, do esquema de religamento automático monopolar da linha.
17-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 11H28MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação teve início no desligamento automático da LT 230 kV Ribeirão-Recife II
(04M1), devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase B, provocado por
incêndio em canavial no engenho Caritá, usina JB, próximo as estruturas 16/1, 16/2 e 17/1.
A falha foi eliminada pela atuação, no terminal de Recife II, da proteção de distância para
faltas a terra, em zona de sobrealcance e no terminal de Ribeirão, após a abertura do terminal
de Recife II, da proteção de distância para faltas a terra, em zona de subalcance, abrindo o
Disjuntor de Recife II em 475 ms e o de Ribeirão em 526 ms.
Na ocasião não ocorreu o religamento automático do terminal “Líder” de Recife II, da LT
230 kV Ribeirão-Recife II (04M1), devido ao bloqueio do mesmo, pela atuação temporizada
da proteção de distância para faltas a terra em zona de sobrealcance nesse terminal.
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A falta foi localizada pela função de localização na SE Recife II como tendo ocorrido a
aproximadamente 52,3 km desta SE.
Durante o defeito na LT 230 kV Ribeirão-Recife II (04M1), ocorreu o desligamento
automático do terminal de Recife II, da LT 230 kV Angelim-Ribeirão (04S1), provocado
pela atuação incorreta da lógica de teleproteção no terminal de Ribeirão, a qual enviou sinal
de transferência de disparo para o terminal remoto, devido a defeito em cartela eletrônica na
proteção de distância desse terminal, abrindo o Disjuntor de Recife II em 560 ms.
A CHESF já providenciou a substituição do componente com defeito no relé do terminal de
Ribeirão.
Às 11h38min foi normalizada a LT 230 kV Ribeirão-Recife II (04M1).
Às 11h44min foi normalizada a LT 230 kV Angelim-Ribeirão (04S1).
18-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 11H32MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação teve início com o desligamento automático da LT 230 kV Angelim-Recife II
(04M2), devido a um curto-circuito bifásico, envolvendo as fases A e C, provocado por
incêndio no engenho Caritá, usina JB, próximo as estruturas 351/3 e 352/1.
A falha foi eliminada corretamente pela atuação das proteções de distância para faltas a terra,
em zonas de subalcance, em ambos os terminais, abrindo o Disjuntor de Recife II em 83 ms
e o de Angelim em 58 ms.
Na ocasião ocorreu o religamento automático da LT 230 kV Angelim-Recife II (04M2),
seguido de novo desligamento devido à reincidência do defeito, este eliminado corretamente
pela atuação das mesmas proteções, abrindo o Disjuntor de Recife II em 107 ms e o de
Angelim em 105 ms.
A falta foi localizada pela função de localização na SE Angelim como tendo ocorrido a
aproximadamente 132 km desta SE.
28,0 segundos após ter sido eliminado o defeito na LT 230 kV Angelim-Recife II (04M2),
ocorreu o desligamento automático da LT 230 kV Angelim-Recife II (04M3), devido à
ocorrência de um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase C, provocado pela mesma
queimada e eliminado corretamente pela atuação, no terminal de Recife II, da proteção de
distância para faltas a terra, em zona de subalcance e no terminal de Angelim, pela lógica de
teleproteção (recepção de transferência de disparo), abrindo o Disjuntor de Angelim em 138
ms e o de Recife II em 116 ms.
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Na ocasião ocorreu o religamento automático da LT 230 kV Angelim-Recife II (04M3),
seguido de novo desligamento devido ao reaparecimento do defeito, eliminado corretamente
pelas atuações das mesmas proteções, abrindo o Disjuntor de Recife II em 130 ms e o de
Angelim em 105 ms.
A falta foi localizada pela função de localização na SE Recife II como tendo ocorrido a
aproximadamente 55,4 km desta SE.
Às 11h40min foi normalizada a LT 230 kV Angelim-Recife II (04M2).
Às 11h42min foi normalizada a LT 230 kV Angelim-Recife II (04M3).
19-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 11H49MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Angelim-Recife II
(04M2), devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase A, provocado por
incêndio no engenho Caritá, usina JB, próximo as estruturas 351/3 e 352/1.
A falha foi eliminada corretamente pelas atuações das proteções de distância para faltas a
terra, em zonas de subalcance, em ambos os terminais, abrindo o Disjuntor de Recife II em
110 ms e o de Angelim em 113 ms.
Na ocasião não ocorreu o religamento automático da LT 230 kV Angelim-Recife II (04M2),
que se encontrava desativado, devido à perturbação anterior das 11h32min.
A falta foi localizada pela função de localização na SE Recife II, como tendo ocorrido a
aproximadamente 46,2 km desta SE.
Às 11h51min foi normalizada a LT 230 kV Angelim-Recife II (04M2).
20-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 12H03MIN
- EMPRESAS AFETADAS: FURNAS.
A perturbação consistiu no desligamento automático do Pólo 4 (Conversores 6 e 8), do
Sistema HVDC de FURNAS, na SE Inversora de Ibiúna, pela atuação da proteção de subtensão no sistema de alimentação auxiliar para as Válvulas.
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Houve o correspondente bloqueio dos Conversores 6 e 8, na SE Retificadora de Foz do
Iguaçu, por comando proveniente de Ibiúna.
O Pólo 4 foi liberado para operação às 12h10min e partido às 12h11min, vindo a desligar
novamente às 12h12min também pela atuação da proteção de subtensão da alimentação
auxiliar.
Durante manutenção nos Retificadores dos Serviços Auxiliares nada de anormal foi
encontrado.
Às 13h08min foi liberado o Pólo 4 pelo Agente, sendo o mesmo normalizado às 13h12min.
21-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 13H15MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Goianinha-Campina
Grande II (04L3), devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase A, provocado
por causa não identificada.
A falha foi eliminada corretamente pela atuação das proteções de distância para faltas a terra,
em zonas de subalcance, em ambos os terminais, abrindo o Disjuntor de Goianinha em 75 ms
e o de Campina Grande II em 83 ms.
Na ocasião ocorreu o religamento automático apenas do terminal ‘Líder’ de Goianinha.
Às 13h16min foi normalizada a LT 230 kV Goianinha-Campina Grande II (04L3).
Providência em Andamento:
A CHESF está investigando o desempenho do esquema de religamento automático no
terminal de Campina Grande II, ficando de informar ao ONS tão logo tenha apurado a causa
da recusa de atuação.
Prazo: Abril/2009.
22-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 13H54MIN
- EMPRESA AFETADA: CEEE-GT.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Itaúba–Pólo
Petroquímico, devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase B,
localizado a 148 km do terminal de Pólo Petroquímico, com causa não determinada.
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Houve atuação das proteções Primárias de sobrecorrente direcionais residuais, associadas ao
esquema de teleproteção de Comparação Direcional por envio de Sinal de Bloqueio, em
ambos os terminais da linha.
Às 13h55min foi normalizada a linha.
23-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 15H36MIN
- EMPRESAS AFETADAS: ELETRONORTE E CI SCHINCARIOL.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Miranda II-Peritoró,
apenas no terminal da SE Miranda II, devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a
fase Vermelha, de causa não identificada. A abertura daquele terminal ocorreu 130 ms após o
início da falta, pela atuação das suas proteções Principal e Alternada de distância para faltas
a terra, em segundas zonas, associadas aos esquemas de teleproteção.
Houve a recusa da atuação das proteções Principal e Alternada, do terminal de Peritoró. O
defeito somente foi eliminado pelas atuações das proteções Principal e Alternada de distância
para faltas a terra, em segundas zonas temporizadas, do terminal de Presidente Dutra, da LT
230 kV Presidente Dutra-Peritoró e do terminal de Coelho Neto, da LT 230 kV Coelho NetoPeritoró, promovendo a abertura desses terminais em 549 ms e 381 ms respectivamente.
Houve rejeição de 3 MW de cargas do Consumidor Industrial SCHINCARIOL, que são
alimentados em derivação da LT 230 kV Coelho Neto-Peritoró.
A ELETRONORTE substituiu o relé defeituoso do terminal de Peritoró.
Às 15h36min foi normalizada a LT 230 kV Miranda II-Peritoró.
Às 15h39min foi normalizada a LT 230 kV Presidente Dutra-Peritoró.
Às 15h43min foi normalizada a LT 230 kV Coelho Neto-Peritoró e as cargas interrompidas.
24-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 20H22MIN
- EMPRESA AFETADA: CEEE-GT, ÚTIL E AES-SUL.
Desligamento automático do Transformador TR-7, 230/69/13,8 kV – 50 MVA, da SE Pólo
Petroquímico (PPE), devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase C,
provocado pela explosão seguida de incêndio da Bucha de 69 kV desta fase. Houve atuação
14
incorreta do esquema de falha de Disjuntor do Transformador TR-7, causando o
desligamento adicional dos seguintes componentes conectados à Barra A, de 230 kV, da SE
Pólo Petroquímico:
- Transformador TR-3, 230/34,5/13,8 kV – 75 MVA, do lado de 230 kV. Este
Transformador é de responsabilidade da UTIL;
- Transformador TR-4, 230/34,5/13,8 kV – 75 MVA, do lado de 230 kV. Este
transformador é de responsabilidade da UTIL;
- LT 230 kV Nova Santa Rita (NSR)–Pólo Petroquímico (PPE), apenas na SE Pólo
Petroquímico;
- Disjuntor Interligador de Barras 24-1.
No desarme do Transformador TR-7, na SE Pólo Petroquímico, operaram a proteção
diferencial (87T), relé de bloqueio 86T e falha de Disjuntor 62BF.
Para o Transformador TR-3, operou a proteção de falha de Disjuntor 86BF.
Pára o Transformador TR-4, operou a proteção de falha de Disjuntor 86BF.
Para a LT 230 kV Nova Santa Rita, na SE Pólo Petroquímico, operou a proteção de falha de
Disjuntor 86BF.
Para o Disjuntor 24-1, de Transferência na SE Pólo Petroquímico, operou a proteção de falha
de disjuntor 86BF.
Carga interrompida: Foram interrompidos 53 MW de cargas de Consumidores Livres do
Pólo Petroquímico e 10,3 MW da AES-SUL.
Às 20h57min, foi normalizado o Disjuntor de Transferência 24-1.
Às 20h59min, foi normalizada a LT 230 kV Nova Santa Rita–Pólo Petroquímico.
Às 21h06min, foi normalizado o TR4, restabelecendo suas cargas interrompidas.
Às 21h07min, foi normalizado o TR3, restabelecendo suas cargas interrompidas.
Às 21h24min, foram restabelecidas as cargas da AES SUL pela área de 69 kV, através da SE
Cachoeirinha.
Às 17h48min, do dia 29/01/2009, foi normalizado o Transformador TR-7.
Providências Tomadas:
- O esquema de falha de Disjuntor do Transformador TR-7, da SE Pólo Petroquímico tem
sua partida associada tanto por corrente, como pela supervisão dos contatos do Disjuntor. O
circuito de partida por contato tem lógica de supervisão através de posição da chave de
transferência da proteção (43TP), que monitora na posição ‘Normal’ o estado Disjuntor do
15
módulo de 230 kV do Transformador TR-7 (52-1) e na posição “Transferida” o estado do
Disjuntor de Transferência 24-1.
No dia 04/02/2009, a CEEE-GT realizou testes no relé de sobrecorrente 50BF não
encontrando nada de anormal. Analisando os esquemas elétricos do painel de proteção e
controle do módulo TR7, foi identificada a existência de uma interligação indevida entre os
bornes associados aos estados ‘Normal’ e ‘Transferida’ da chave 43TP. Deste modo, a chave
43TP na posição “Normal”, o esquema de falha de Disjuntor supervisionava em paralelo, de
forma incorreta, tanto o estado do Disjuntor do módulo de 230 kV do Transformador TR-7
(52-1), quanto o estado do Disjuntor de Transferência 24-1. Durante a ocorrência do dia
28/1/2009, a chave 43TP encontrava-se na posição ‘Normal’, o esquema de falha de
disjuntor monitorava tanto o estado do Disjuntor 52-1, corretamente aberto pela atuação da
proteção diferencial do transformador (87T), quanto o estado do Disjuntor 24-1, que
corretamente permaneceu ligado durante o defeito. Em função da não abertura do Disjuntor
24-1, houve a atuação do esquema de falha de Disjuntor a partir da supervisão de contatos
deste Disjuntor, vindo a desligar os componentes associados à Barra ‘A’ de 230 kV, da SE
Pólo Petroquímico.
No mesmo dia 04/02/2009, após a constatação desta anormalidade, a CEEE-GT removeu a
referida ponte (fiação) da chave 43TP, adequando assim a supervisão por contato do
esquema de falha de disjuntor do módulo TR7.
Providência em Andamento:
A CEEE-GT está reavaliando o esquema de falha de Disjuntor do Transformador TR-7, na
SE Pólo Petroquímico.
Prazo: Maio/2009.
25-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 23H02MIN
- EMPRESA AFETADA: ENERSUL.
A perturbação consistiu nos desligamentos automáticos das LT’s 138 kV Aquidauana–
Campo Grande Imbirussú circuitos 1 e 2, devido a curtos-circuitos simultâneos, um
monofásico, envolvendo a fase A, no circuito 1 e outro bifásico-terra, envolvendo as fases A
e C, no circuito 2, localizados a 38 km do terminal de Campo Grande Imbirussú, provocados
por descarga atmosférica.
Houve atuação das proteções Primárias de distância e de sobrecorrente direcionais residuais,
associadas aos esquemas de teleproteção Permissivos por Subalcance, nos quatro terminais
das linhas.
Houve atuação, com sucesso, do esquema de religamento automático tripolar da linha.
16
26-
PERTURBAÇÃO DO DIA 28/01/2009 ÀS 23H57MIN
- EMPRESA AFETADA: ELETROSUL.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Lajeado Grande–
Siderópolis, devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase C, localizado
a 60 km do terminal de Siderópolis, provocado por descarga atmosférica.
Houve atuações das proteções Principais e Alternadas, em ambos os terminais da linha.
Às 24h00min foi normalizada a linha.
27-
PERTURBAÇÃO DO DIA 29/01/2009 ÀS 00H12MIN
- EMPRESA AFETADA: ELETROSUL.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Lajeado Grande–
Siderópolis, devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase C, localizado
a 73 km do terminal de Siderópolis, provocado por descarga atmosférica.
Houve atuações das proteções Principais e Alternadas, em ambos os terminais da linha.
Às 00h15min foi normalizada a linha.
28-
PERTURBAÇÃO DO DIA 29/01/2009 ÀS 00H23MIN
- EMPRESA AFETADA: ELETROSUL.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Jorge Lacerda A–
Palhoça, devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase A, localizado a
42 km do terminal de Jorge Lacerda A, provocado por descarga atmosférica.
Houve atuações das proteções Primárias de distância, associadas ao esquema de teleproteção
Permissivo por Subalcance, em ambos os terminais.
Às 00h24min, foi normalizada a linha.
17
29-
PERTURBAÇÃO DO DIA 29/01/2009 ÀS 05H06MIN
- EMPRESA AFETADA: CEEE-GT.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Bagé 2–Livramento 2,
devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase B, localizado a 25 km do
terminal de Bagé 2, com causa não determinada.
Houve atuações das proteções Principais e Alternadas de distância, associadas aos esquemas
de teleproteção Permissivos por Subalcance, em ambos os terminais da linha.
Houve atuação, com sucesso, do esquema de religamento automático monopolar da linha.
30-
PERTURBAÇÃO DO DIA 29/01/2009 ÀS 15H07MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Cachoeira DouradaAnhangüera C2, devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Vermelha (fase C
– CELG), provavelmente provocado por descarga atmosférica, eliminado pelas atuações das
proteções de distância, em 1ªs zonas, em ambos os terminais.
A falta foi localizada a 133 km de distância do terminal de Cachoeira Dourada.
Houve rejeição de 33,85 MW de cargas da CELG.
Às 15h11min foi normalizada a LT 230 kV Cachoeira Dourada-Anhangüera C2.
31-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 09H02MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação consistiu no desligamento automático, na SE Banabuiú, do Transformador
04T3, 230/69 kV, provocado pela atuação acidental da proteção de sobrecorrente
temporizada residual, do setor de 69 kV, do referido Transformador.
A CHESF está analisando o desempenho da referida proteção.
Às 09h51min foi energizado o Transformador 04T3.
Anormalidade Verificada/Providência em Andamento:
18
Atuação acidental da proteção de sobrecorrente temporizada residual, do setor de 69 kV do
Transformador 04T3, na SE Banabuiú. A CHESF irá identificar e corrigir a causa que
provocou a atuação acidental dessa proteção.
Prazo: Março/2009
32-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 15H39MIN
- EMPRESAS AFETADAS: FURNAS E NOVATRANS.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 500 kV Serra da Mesa-Gurupi
C1, devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul (fase C – FURNAS),
causado por descarga atmosférica. A falta foi eliminada em 58 ms, pelas atuações das
proteções Principais e Alternadas de distância para faltas a terra, em zonas 1 no terminal de
Serra da Mesa e em zonas de sobrealcance, associadas às teleproteções no terminal de
Gurupi.
Simultaneamente, ocorreu também o desligamento automático da LT 500 kV Serra da MesaGurupi C2, devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul (fase C –
NOVATRANS), provavelmente devido a descarga atmosférica, eliminado em 73 ms, pelas
atuações das proteções Principais e Alternadas de distância para faltas a terra, em 1ªs zonas,
no terminal de Serra da Mesa e em zonas de sobrealcance, associadas aos esquemas
Permissivos de teleproteção, no terminal de Gurupi.
Decorridos 49 ms da energização da LT 500 kV Serra da Mesa-Gurupi C1, pelo Religamento
Automático, a partir da SE Serra da Mesa, estando ainda a LT apenas energizada, houve
nova falha envolvendo a fase Azul, eliminada em 59 ms, pelas atuações das proteções
Principal e Alternada de distância para faltas a terra (21N), no terminal da SE Serra da Mesa.
As faltas foram localizadas, por meio de ferramenta computacional de FURNAS, como
tendo ocorrido a 0,5 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de Serra
da Mesa.
Às 15h40min foi disponibilizada pelo Agente a LT 500 kV Serra da Mesa-Gurupi C1, sendo
a mesma normalizada às 15h49min.
Às 15h51min foi normalizada a LT 500 kV Serra da Mesa-Gurupi C2.
19
33-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 16H26MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Tacaimbó-Campina
Grande II (04C1), devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase C, provocado
por causa não identificada.
A falha foi eliminada corretamente pelas atuações das proteções de distância para faltas a
terra, em zonas de subalcance, em ambos os terminais, abrindo o Disjuntor de Tacaimbó em
73 ms e o de Campina Grande II em 53 ms.
Na ocasião ocorreu o religamento automático da LT 230 kV Tacaimbó-Campina Grande II
(04C1) com sucesso.
A falta foi localizada pela função de localização, na SE Tacaimbó, como tendo ocorrido a
aproximadamente 42,0 km desta SE.
34-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 16H51MIN
- EMPRESA AFETADA: FURNAS
A perturbação teve início com a incidência de uma falta monofásica na LT 500 kV
Adrianópolis-Cachoeira Paulista circuito 1, envolvendo a fase A, causada por descarga
atmosférica.
A falta foi eliminada em 45 ms, pelas atuações das proteções Principais e Alternadas de
sobrecorrente direcionais residuais, associadas às teleproteções e em subalcance, nos dois
terminais.
A falta foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional de FURNAS, como tendo
ocorrido a 19 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de
Adrianópolis.
Às 17h00min foi disponibilizada a LT pelo Agente, sendo a mesma normalizada às
17h09min.
20
35-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 18H33MIN
- EMPRESA AFETADA: CEMIG.
A perturbação consistiu no desligamento automático do Transformador TR7, 345/138 kV, da
SE Jaguará, devido à atuação acidental da válvula de alívio (7T63V), da fase Azul do TR7.
As causas da atuação acidental da válvula de alívio estão sendo investigadas pela CEMIG.
O Transformador TR7 foi normalizado às 23h00min.
36-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 19H30MIN
- EMPRESAS AFETADAS: ELETRONORTE E CELPA.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Tapajós-Rurópolis,
devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase “B”, de causa não identificada,
corretamente eliminado em 73 ms, pela atuação da sua proteção de distância para faltas a
terra, em primeira zona, no terminal fonte de Rurópolis.
Houve rejeição de 3 MW de cargas da CELPA.
Às 19h32min foram normalizados a LT 138 kV Tapajós-Rurópolis e as cargas
interrompidas.
37-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 21H15MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Paulo Afonso-Itabaiana
(04S7), devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase C, provocado por cabo
pára-raios partido ao longo da LT.
A falha foi eliminada corretamente pela atuação, em Itabaiana, da proteção de distância para
faltas a terra, em zona de subalcance e no terminal de Paulo Afonso pela lógica de
teleproteção (recepção de transferência de disparo), abrindo o Disjuntor de Itabaiana em 50
ms e o de Paulo Afonso em 76 ms.
Na ocasião ocorreu o religamento automático da LT 230 kV Paulo Afonso-Itabaiana (04S7).
21
38-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 21H23MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Rio Verde (CELG)Quirinópolis, devido à ocorrência de um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul
(fase A – CELG), provocado por descarga atmosférica, eliminado pelas atuações das
proteções de distância, em 1ªs zonas, em ambos os terminais.
A falha foi localizada a 26,8 km da SE Quirinópolis.
Não houve rejeição de cargas.
Às 21h25min a linha foi normalizada.
39-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 21H24MIN
- EMPRESAS AFETADAS: ELETRONORTE E CEMAR.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 500 kV Presidente Dutra-São
Luis II C1, devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Vermelha, provocado
pelo rompimento de cadeia de isoladores poliméricos da estrutura 188, corretamente
eliminado em 82 ms, pelas atuações das proteções Principais e Alternadas de distância para
faltas a terra, em primeiras zonas, no terminal de Presidente Dutra e de sobrecorrente
direcionais residuais, associadas aos esquemas de teleproteção, no terminal de São Luis II.
Durante a eliminação da falta ocorreram os desligamentos da LT 230 kV São Luís IIMiranda II e da Barra I de 500 kV, da SE Presidente Dutra.
A LT 230 kV São Luis II-Miranda II desligou pela atuação incorreta da sua proteção
Principal de sobrecorrente direcional residual, associada ao esquema de teleproteção. Esse
desligamento ainda está sendo investigado pela ELETRONORTE.
A Barra I de 500 kV, da SE Presidente Dutra, desligou pela atuação incorreta da sua proteção
diferencial. Esse desligamento ainda está sendo investigado pela ELETRONORTE em
conjunto com o fabricante da proteção.
Houve rejeição de 147 MW de cargas da CEMAR, derivadas da SE Miranda II.
Houve tentativa de religamento automático da LT 500 kV Presidente Dutra-São Luis II C1,
pelo terminal “Líder” de Presidente Dutra, sem sucesso, devido à característica permanente
do defeito. Neste instante ocorreu a atuação incorreta da proteção diferencial de Barras de
500 kV, da SE Presidente Dutra, desenergizando a mesma.
22
Às 21h34min foi normalizada a Barra I de 500 kV da SE Presidente Dutra.
Às 21h41min foi normalizada a LT 230 kV São Luis II-Miranda II.
Às 21h43min houve tentativa manual de normalização da LT 500 kV Presidente Dutra-São
Luis II C1, com sua energização a partir da SE Presidente Dutra, novamente sobre o defeito
permanente, vindo a atuar as funções de fechamento sob falta das proteções locais.
A LT 500 kV Presidente Dutra-São Luis II C1 permaneceu indisponível para operação.
Providências em Andamento:
As atuações incorretas de proteção, conforme citadas, já são alvo de recomendações no RAP
da perturbação do dia 08/01/2009, às 19h30min.
40-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 21H43MIN
- EMPRESAS AFETADAS: ELETRONORTE E CEMAR.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV São Luís II-Miranda II,
pela atuação incorreta da sua proteção Principal de sobrecorrente direcional residual,
associada ao esquema de teleproteção, durante tentativa de energização sob falta da LT 500
kV Presidente Dutra-São Luís II C1.
Houve rejeição de 147 MW de cargas da CEMAR derivadas da SE Miranda II.
Esse desligamento ainda está sendo investigado pela ELETRONORTE.
Às 21h51min foi normalizada a LT 230 kV São Luís II-Miranda II.
41-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 21H53MIN
- EMPRESAS AFETADAS: FURNAS E CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Rio VermelhoSamambaia, devido à ocorrência de uma falta monofásica, provocada por descarga
atmosférica.
A falta foi eliminada em 63 ms, pela atuação da proteção Primária de distância para faltas a
terra, em zona 1, no terminal fonte de Samambaia.
23
Houve interrupção de 31,3 MW de cargas.
A falta foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional, a cerca de 50 % do
comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de Samambaia.
A linha e as cargas foram normalizadas às 21h56min.
42-
PERTURBAÇÃO DO DIA 30/01/2009 ÀS 23H21MIN
- EMPRESA AFETADA: LTT.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 500 kV Nova Ponte-Itumbiara,
devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Branca, de causa desconhecida,
eliminado pelas atuações das proteções Principais e Alternadas de distância para faltas a
terra, em ambos os terminais.
Na ocasião, também desligou o Reator S4, da SE Nova Ponte, pela atuação de sua proteção
de sobrecorrente instantânea para faltas a terra.
O esquema de religamento automático atuou com sucesso.
Providência em Andamento:
A LTT está analisando e posteriormente informará ao ONS, as causas e medidas adotadas, se
necessário, para evitar a repetição da atuação incorreta da proteção de sobrecorrente do
Reator S4, da SE Nova Ponte.
Prazo: Abril/2009.
43-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 00H06MIN
- EMPRESAS AFETADAS: FURNAS E CELG.
A perturbação teve início com a incidência de uma falta monofásica na LT 138 kV
Porangatu-Serra da Mesa, envolvendo a fase Azul (fase C – FURNAS), devido à descarga
atmosférica.
A falta foi eliminada em 564 ms, pela atuação da proteção Primária de distância para faltas a
terra, em zona 2, no terminal fonte de Serra da Mesa.
A falta foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional de FURNAS, como tendo
ocorrido a 97 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de Serra da
Mesa.
24
Houve rejeição de 17,72 MW de cargas da CELG.
Às 00h08min foram normalizadas a LT 138 kV Porangatu-Serra da Mesa e as cargas
interrompidas.
44-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 06H39MIN
- EMPRESA AFETADA: CTEEP.
A perturbação consistiu no desligamento automático do Transformador 3, 440/138 kV, da SE
Sumaré, provocado pela atuação do relé auxiliar do dispositivo de proteção do comutador
(relé de fluxo), devido à fuga a terra no 125 Vcc.
A CTEEP informou ter sanado a fuga a terra que provocou a atuação do relé auxiliar.
Às 06h40min foi disponibilizado o TR 3 para operação pelo Agente.
Às 06h51min foi normalizado o TR-3, da SE Sumaré.
45-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 13H21MIN
- EMPRESA AFETADA: FURNAS.
A perturbação teve início com a incidência de uma falta monofásica, envolvendo a fase C, na
LT 345 kV Adrianópolis–Macaé circuito 1, devido à árvore sob a linha.
A falta foi eliminada com tempo acima de 500 ms, devido à alta resistência de falta, por
atuação das proteções Principais e Alternadas de sobrecorrente direcionais residuais,
associadas às teleproteções, em ambos os terminais.
Foram feitas 3 tentativas de restabelecimento da LT pelo terminal de Adrianópolis
(13h29min, 13h35min e 12h04min, do dia 01/02/2009), sem sucesso, devido à presença da
mesma falta, sendo eliminadas pela atuação das mesmas proteções.
A falta foi localizada entre as torres 422 e 423.
Às 19h02min, do dia 01/02/2009 foi normalizada a LT 345 kV Adrianópolis–Macaé circuito
1.
25
46-
PERTURBAÇÕES DO DIA 31/01/2009 ÀS 14H10MIN.
- EMPRESA AFETADA: SMTE.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 500 kV Luziânia - Samambaia,
devido a um curto-circuito bifásico, envolvendo as fases A e C, de causa desconhecida,
eliminado pelas atuações das proteções Principais e Alternadas de distância para faltas a
terra, associadas aos esquemas de teleproteção Permissivos, em ambos os terminais.
O esquema de religa mento automático atuou com sucesso.
47-
PERTURBAÇÕES DO DIA 31/01/2009 ÀS 16H33MIN.
- EMPRESA AFETADA: EATE.
A perturbação consistiu no desligamento automático, acidental, da LT 500 kV AçailândiaImperatriz, somente no terminal de Açailândia, durante a execução de serviços e testes para
integração de dois novos Bancos de Reatores “shunt” de Barra, na referida SE.
No momento do desligamento as equipes estavam executando e testando a interligação das
fiações das novas seções com os painéis de proteção e controle existentes. Não foi possível
identificar a causa exata do desligamento.
Às 16h34min foi liberada pelo Agente, para operação, a LT 500 kV Açailândia-Imperatriz.
Às 16h35min foi normalizada a LT 500 kV Açailândia-Imperatriz.
48-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 16H38MIN
- EMPRESA AFETADA: ELETRONORTE.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 500 kV Imperatriz-Colinas C1,
devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Vermelha, de causa não
identificada, corretamente eliminado em 59 ms, pelas atuações das suas proteções Principais
e Alternadas de distância para faltas a terra, em segundas zonas, associadas aos esquemas de
teleproteção, em ambos os terminais.
A falta foi localizada pelas proteções a 145 km da SE Imperatriz.
Houve o religamento automático da LT com sucesso.
26
49-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 20H52MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Rio Verde (CELG)Quirinópolis, devido à ocorrência de um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul
(fase A – CELG), provocado por descarga atmosférica, eliminado pelas atuações das
proteções de distância, em 1ªs zonas, em ambos os terminais.
A falha foi localizada a 27,04 km da SE Quirinópolis.
Não houve rejeição de cargas.
Às 20h54min a linha foi normalizada.
50-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 21H27MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Rio Verde (CELG)Quirinópolis, devido à ocorrência de um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul
(fase A – CELG), provocado por descarga atmosférica, eliminado pelas atuações das
proteções de distância, em 1ªs zonas, em ambos os terminais.
A falha foi localizada a 64 km da SE Quirinópolis.
Não houve rejeição de cargas.
Às 21h29min a linha foi normalizada.
51-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 22H31MIN
- EMPRESA AFETADA: FURNAS.
A perturbação consistiu no desligou automático do Banco de Autotransformadores AT03,
345/138 kV, da SE Campinas, apenas no lado de 345 kV, de causa desconhecida, sem
indicação de proteção atuada.
Durante inspeção nada de anormal foi encontrado.
Às 22h34min foi normalizado o Banco de Autotransformadores AT03, da SE Campinas.
27
52-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 23H08MIN
- EMPRESAS AFETADAS: FURNAS E ESCELSA.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Campos–Cachoeira do
Itapemirim circuito 2, devido à ocorrência de uma falta bifásica, envolvendo as fases
Vermelha e Branca (fase A e B – FURNAS), de causa indeterminada.
A falta foi eliminada em 140 ms, pelas atuações das proteções Primárias de distância para
faltas entre fases, associadas a teleproteção, em ambos os terminais e Secundária de distância
para faltas entre fases, em zona 1, no terminal de Campos.
A falta foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional de FURNAS, como tendo
ocorrido a 77 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal Campos.
Houve rejeição de 30 MW de cargas do Consumidor Industrial Itabira Agroindústria.
Às 23h13min foi normalizada a LT 138 kV Campos–Cachoeira do Itapemirim circuito 2.
53-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 23H18MIN
- EMPRESAS AFETADAS: FURNAS E ESCELSA.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Campos–Cachoeira do
Itapemirim circuito 2, devido à ocorrência de uma falta bifásica, envolvendo as fases
Vermelha e Branca (fase A e B – FURNAS), de causa indeterminada.
A falta foi eliminada em 133 ms, pelas atuações das proteções Primárias de distância para
faltas entre fases, associadas à teleproteção, em ambos os terminais e Secundária de distância
para faltas entre fases, em zona 1, no terminal de Campos.
A falta foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional de FURNAS, como tendo
ocorrido a 77 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal Campos.
O Consumidor Industrial Itabira Agroindústria permanecia interrompido em decorrência da
perturbação do item anterior.
Às 23h20min foi normalizada a LT 138 kV Campos–Cachoeira do Itapemirim circuito 2.
28
54-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 23H24MIN
- EMPRESA AFETADA: ELETROSUL, ENERSUL E CTEEP.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Ivinhema–Rosana,
devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase C, localizado a 82 km do terminal
de Ivinhema, provocado por descarga atmosférica. Houve também o desligamento do
Autotransformador TF-01, de 138/69/13,8 kV – 25 MVA, da SE Ivinhema e da LT 138 kV
Ivinhema–Angélica.
Houve atuação das proteções Principais e Alternadas de distância, associadas aos esquemas
de teleproteção Permissivos por Sobrealcance, em ambos os terminais da LT 138 kV
Ivinhema–Rosana. Houve atuação do esquema de corte de geração no terminal de Ivinhema,
da LT 138 kV Ivinhema–Angélica. Houve atuação incorreta da proteção de sobrecorrente
direcional residual do TF-01.
Houve interrupção de 11,2 MW de cargas da ENERSUL, nas SE’s Ivinhema e Nova
Andradina, que é ligada em derivação na LT 138 kV Ivinhema–Rosana.
Às 23h24min foi normalizado o Transformador TF-01.
Às 23h31min foi normalizada a LT 138 kV Ivinhema–Rosana.
Às 23h37min foi normalizada a LT 138 kV Ivinhema–Angélica.
A ENERSUL informou que o relé direcional do Transformador estava com o ajuste de
direcionalidade invertido e que já providenciou sua troca.
DOD
IVI
ROS
ANL
55-
PERTURBAÇÃO DO DIA 31/01/2009 ÀS 23H35MIN
- EMPRESA AFETADA: CELG.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 138 kV Rio Verde (CELG)Quirinópolis, devido à ocorrência de um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul
29
(fase A – CELG), provocado por descarga atmosférica, eliminado pelas atuações das
proteções de distância, em 1ªs zonas, em ambos os terminais.
A falha foi localizada a 27 km da SE Quirinópolis.
Não houve rejeição de cargas.
Às 23h37min a linha foi normalizada.
56-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 01H27MIN
- EMPRESAS AFETADAS: ELETROSUL.
A perturbação consistiu no desligamento automático das LT’s 138 kV Jupiá–Mimoso
circuito 4, em ambos os terminais, devido a um curto-circuito interno e Jupiá–Mimoso
circuito 3, somente no terminal de Mimoso.
Houve atuação das proteções Primárias de sobrecorrente direcionais residuais, associadas ao
esquema de teleproteção de Comparação Direcional por envio de Sinal de Bloqueio, em
ambos os terminais da LT 138 kV Jupiá–Mimoso circuito 4. Houve atuação incorreta da
atuação do esquema Primário de teleproteção de Comparação Direcional por envio de Sinal
de Bloqueio, no terminal de Mimoso, da LT 138 kV Jupiá–Mimoso circuito 3.
Sem informação do defeito.
Às 01h29min foi normalizada a LT 138 kV Jupiá–Mimoso circuito 4.
Às 01h30min foi normalizada a LT 138 kV Jupiá–Mimoso circuito 3.
Providência em Andamento:
A ELETROSUL informou que está providenciando a correção do problema no esquema de
teleproteção Primária da LT 138 kV Jupiá–Mimoso circuito 3, para evitar repetição de sua
atuação para falta externa.
Prazo: Maio/2009.
57-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 07H43MIN
- EMPRESA AFETADA: ELETRONORTE.
A perturbação consistiu no desligamento automático monopolar, da LT 230 kV CoxipóJauru C2, devido à incidência de um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Branca
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(fase B - ELETRONORTE), provocado por descarga atmosférica, eliminado pelas atuações
das proteções Principais e Alternadas de distância para faltas a terra (21P/A), em 1ªs zonas,
em ambos os terminais.
A duração do defeito foi em torno de 61 ms.
O localizador de defeitos indicou a falta a aproximadamente 219 km de distância da SE
Coxipó.
Houve religamento automático da linha com sucesso.
58-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 14H01MIN
- EMPRESA AFETADA: FURNAS.
A perturbação teve início com a incidência de uma falta monofásica, envolvendo a fase C, na
LT 345 kV Ouro Preto 2-Vitória, causada por descarga atmosférica.
A falta foi eliminada em 66 ms, pelas atuações das proteções Primárias e Alternadas de
distância para faltas a terra, em zonas 1, no terminal de Ouro Preto 2 e em zonas de
sobrealcance, associadas às teleproteções, no terminal de Vitória.
A falta foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional de FURNAS, como tendo
ocorrido a 12 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de Ouro Preto
2.
Atuou o religamento automático com sucesso.
59-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 14H49MIN
- EMPRESA AFETADA: PPTE.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Imbirussú–Nova Porto
Primavera, devido a um curto-circuito monofásico na linha, envolvendo a fase C, sem
informação da localização do defeito, provocado por descarga atmosférica.
Houve atuação das proteções Principais e Alternadas, associadas aos esquemas de
teleproteção Permissivos por Sobrealcance, em ambos os terminais da linha.
Houve atuação, com sucesso, do esquema de religamento automático tripolar da linha.
31
60-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 14H58MIN
- EMPRESA AFETADA: CERAN E ELETROSUL.
A perturbação consistiu nos desligamentos automáticos da LT 230 kV Monte Claro–14 de
Julho, do Banco de Transformadores Elevadores, de 230/13,8 kV – 150 MVA, e do Gerador
G1, de 13,8 kV – 55 MVA, da UHE 14 de Julho. Houve também o desligamento automático
da LT 230 kV Farroupilha–Monte Claro circuito 1, somente no terminal de Farroupilha.
O gerador G1 estava com 50 MW.
Houve um curto-circuito monofásico na LT 230 kV Monte Claro–14 de Julho, envolvendo a
fase C, sem informação da localização do defeito.
Houve atuação correta da proteção Primária diferencial da LT 230 kV Monte Claro–14 de
Julho e atuação incorreta da proteção de sobrecorrente direcional residual, do terminal de
Farroupilha, da LT 230 kV Farroupilha–Monte Claro circuito 1.
Houve atuação, com sucesso, do esquema de religamento automático tripolar do terminal de
Farroupilha da LT 230 kV Farroupilha–Monte Claro circuito 1.
Às 17h26min foi normalizada a LT 230 kV Monte Claro–14 de Julho.
Providência em Andamento:
A ELETROSUL informou que será modificada a forma de polarização dos relés direcionais
da LT 230 kV Farroupilha-Monte Claro circuito 1, passando de grandezas de seqüência zero
para negativa.
Prazo: Abril/2009.
61-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 15H21MIN
- EMPRESASAFETADAS FURNAS E CELG
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Barro Alto-Itapaci,
devido à ocorrência de um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Vermelha (fase A FURNAS), causado por descarga atmosférica.
A falha foi corretamente eliminada em 62 ms, pelas atuações das proteções Primária de
distância para falhas a terra, em zona 1 e Secundária de sobrecorrente direcional residual
unidade instantânea, no terminal fonte de Barro Alto.
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A falta foi localizada, com o auxílio de ferramentas computacionais de FURNAS, como
tendo ocorrido a 21 % do comprimento total da linha, medidos a partir do terminal de Barro
Alto.
Houve interrupção de 58,3 MW de cargas da CELG.
A LT 230 kV Barro Alto-Itapaci e as cargas foram normalizadas às 15h22min.
62-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 16H01MIN
- EMPRESA AFETADA: FURNAS.
Desligaram as Unidades Geradoras 01, 02, 04 e 05 e o Banco de Autotransformador T53, da
UHE Itumbiara, devido a surto no circuito de controle provocado por uma descarga
atmosférica na Usina, que provocou a atuação dos relés de bloqueio elétrico das Unidades
Geradoras.
Devido à configuração do anel de 500 kV, o Banco de Autotransformador T53 permaneceu
energizado pelo lado de 345 kV.
Foi efetuada uma tentativa de sincronismo da UG 02, sem sucesso, às 17h17min, devido a
um problema no sistema de partida, permanecendo a mesma impedida para manutenção.
Restabelecimentos:
UG01: Liberada às 16h40min e normalizada às 16h53min;
UG04: Liberada às 16h43min e normalizada às 17h19min;
UG05: Liberada às 16h43min e normalizada às 17h03min;
AT53: Liberado às 16h43min e normalizado às 18h04min;
UG02: Aguardando restabelecimento.
63-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 17H58MIN
- EMPRESA AFETADA: CERAN.
A perturbação consistiu nos desligamentos automáticos da LT 230 kV Monte Claro–14 de
Julho, do Banco de Transformadores Elevadores, de 230/13,8 kV – 150 MVA, e do Gerador
G1, de 13,8 kV – 55 MVA, da UHE 14 de julho, em decorrência de um curto-circuito
monofásico na linha, envolvendo a fase C, sem informação da localização do defeito.
O gerador G1 estava com 50 MW.
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Houve atuação da proteção Primária diferencial da linha.
Às 18h42min foi normalizada a linha.
64-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 18H29MIN
- EMPRESA AFETADA: ELETRONORTE.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 500 kV Imperatriz-Colinas C1,
devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Branca (fase B –
ELETRONORTE), de causa não identificada, eliminado em 58 ms, pelas atuações das suas
proteções Principais e Alternadas de distância para faltas a terra, em primeiras zonas, no
terminal de Imperatriz e em segundas zonas, associadas aos esquemas de teleproteção no
terminal de Colinas.
A falta foi localizada pelas proteções a 4 km da SE Imperatriz.
Houve o religamento automático da LT com sucesso.
65-
PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 19H49MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Mirueira-Goianinha
(04C7), devido a um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase B, provocado por causa
não identificada.
A falha foi eliminada corretamente pela atuação das proteções de distância para faltas a terra,
em zonas de subalcance, em ambos os terminais, abrindo o Disjuntor de Goianinha em 83 ms
e o de Mirueira em 83 ms.
Na ocasião não ocorreu o religamento automático do terminal “Líder” de Goianinha. A
CHESF está investigando a causa.
Às 19h53min foi normalizada a LT 230 kV Mirueira-Goianinha (04C7).
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PERTURBAÇÃO DO DIA 01/02/2009 ÀS 19H58MIN
- EMPRESA AFETADA: CHESF.
A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 230 kV Mirueira-Goianinha
(04C7), devido a um curto-circuito bifásico, envolvendo as fases A e B, provocado por causa
não identificada.
A falha foi eliminada corretamente pela atuação das proteções de distância para faltas entre
fases, em zonas de subalcance, em ambos os terminais, abrindo o Disjuntor de Goianinha em
67 ms e o de Mirueira em 83 ms.
Na ocasião não ocorreu o religamento automático da LT 230 kV Mirueira-Goianinha (04C7),
porque se encontrava desativado devido à perturbação anterior das 19h49min.
Às 20h06min foi normalizada a LT 230 kV Mirueira-Goianinha (04C7).
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